Cuando la electricidad limpia no encuentra por dónde pasar

Ese torrente, sin embargo, fluye de forma desigual. El mismo informe muestra que la inversión anual en infraestructuras de red apenas ronda los 400.000 millones de dólares, mientras los nuevos activos de generación absorben cerca de 1 billón de dólares. Para mantener la seguridad eléctrica, la Agencia advierte que el gasto en redes debe escalar “hacia la paridad” con el de generación.

A esa brecha de capital se añaden cuellos de botella en la oferta de equipos. El índice de la IEA sobre materiales para redes indica que el precio de cables y transformadores casi se ha duplicado en cinco años, presionado por la demanda y por cadenas de suministro tensas. La falta de músculo financiero en muchos servicios básicos de economías emergentes amplifica el problema y retrasa proyectos críticos.

Mientras tanto, el acceso universal sigue lejos de alcanzarse. El informe conjunto Tracking SDG 7 – Energy Progress Report 2025 del World Bank Group registra que 666 millones de personas siguen sin electricidad y que el 92% de la población mundial conectada enfrenta cada vez más cortes por fenómenos extremos.

Por su parte, el Asian Development Bank (ADB), en su dossier sobre resiliencia energética frente a clima severo, subraya que estos eventos “ponen a prueba la resistencia física de las redes de transmisión y distribución” y que la adaptación ya no puede tratarse como un simple añadido, sino como un objetivo central de cada proyecto.

La brecha que separa la generación de la distribución

El ritmo al que se anuncian y financian nuevos parques solares y eólicos ya supera con creces la capacidad de la red para absorberlos. Según el World Energy Investment 2025, en 2024 existían 1.650 GW de proyectos de energías renovables en fase avanzada que seguían a la espera de conexión; es el equivalente a más de cinco veces toda la potencia solar y eólica añadida en 2022 y, sobre todo, un volumen que corre el riesgo de quedarse varado si la infraestructura eléctrica no acelera su expansión.

El desfase tiene también una dimensión física. Durante la última década se construyeron 1,5 millones de kilómetros de nuevas líneas de transmisión, pero el consumo eléctrico global crece casi un 4% anual y el documento de la IEA subraya que las líneas existentes ya no bastan para enlazar los nuevos centros de demanda con los polos de generación renovable.

A esta distancia entre capacidad y necesidad se suma una restricción productiva. El mismo informe recoge que hoy se tarda dos o tres años en conseguir cables de alta tensión y hasta cuatro años en obtener grandes transformadores. Los plazos se han duplicado desde 2021 y algunos componentes de corriente continua superan los cinco años de espera.

Por lo que respecta a inversiones, estas se producen de manera muy desigual. La inversión en transporte de electricidad repuntó un 10% en 2023, hasta 140.000 millones de dólares, impulsada por planes nacionales en Europa, Estados Unidos, China, India y parte de Latinoamérica. Aun así, el 80% de esos recursos se concentra en las economías avanzadas y en China, dejando a la mayor parte de los mercados emergentes fuera del gran esfuerzo de modernización.

Esta disparidad también se hace patente en África. El capítulo regional del informe de la IEA muestra que el continente, hogar de una quinta parte de la población mundial, reúne menos del 2% de la inversión eléctrica. La falta de redes confiables frena tanto la llegada de nueva generación renovable como el desarrollo socioeconómico más básico.

En conjunto, la transición energética ha generado un caudal de activos de generación listo para entrar en servicio, pero su éxito depende ahora de que la producción de equipamiento crítico crezca con la misma velocidad.

Esta tensión entre ambición climática y capacidad de red no es una abstracción global, sino una realidad ya visible en muchos países avanzados. En España, por ejemplo, las principales compañías distribuidoras de electricidad —Iberdrola, Endesa, EDP y Naturgy (a través de UFD)— han advertido de que el 83,4% de los nudos de la red de distribución ya están saturados, lo que impide conectar nueva demanda eléctrica. La situación está bloqueando la conexión de nuevas industrias, centros de datos y otros grandes consumidores eléctricos, y limita el crecimiento económico y la competitividad que la electrificación puede aportar al país. Los mapas de saturación ilustran hasta qué punto la principal restricción ya no está en la capacidad de generación, sino en la propia red.

Esa tensión ha empezado a traducirse en una respuesta política: el Gobierno ha propuesto elevar un 65% la inversión en la red de transporte eléctrico de alta tensión, hasta 13.590 millones de euros, de aquí a 2030.

Hasta que no exista una financiación sostenida y mejor distribuida, para la distribución y el transporte, la promesa de electricidad limpia y abundante seguirá atrapada en un embudo de infraestructuras insuficientes.

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Los proyectos que ya marcan el camino

Los organismos multilaterales han comenzado a codificar la resiliencia como un criterio de inversión tan relevante como la reducción de emisiones. El documento Resilient energy systems against climate impacts, difundido por el ADB, clasifica las actuaciones en tres familias: Type 1, que añade salvaguardas físicas a infraestructuras existentes; Type 2, que combina objetivos de mitigación y adaptación al cambio climático; y Type 3, donde la resiliencia climática se convierte en propósito principal del proyecto.

Esta tipología marca un cambio de mentalidad: la adaptación deja de ser un añadido presupuestario y pasa a definir la arquitectura técnica y financiera de la obra.

En las islas exteriores de los Estados Federados de Micronesia, el Climate-Resilient Energy and Water Sector Project (Type 3, aprobado) instala grupos solares, baterías y microrredes junto a sistemas de captación y desalación de agua. El objetivo declarado es reforzar la seguridad energética y el abastecimiento hídrico para una población dispersa que, durante ciclones o marejadas, queda aislada durante semanas. También se financian máquinas de hielo y cámaras frigoríficas alimentadas con renovables para proteger la pesca y la agricultura local, así como programas de capacitación comunitaria.

Uzbekistán apuesta por la digitalización para blindar su red de alta tensión. El Digitize to Decarbonize – Power Transmission Grid Enhancement Project (Type 1, activo) rehabilita doce líneas en siete regiones, moderniza cuatro subestaciones y amplía la capacidad en 420 MVA. Entre las medidas de adaptación figuran nuevos sistemas de refrigeración, materiales conductores mejorados y muros de contención frente a inundaciones.

El programa introduce sensores y telecomunicaciones avanzadas para reducir pérdidas y acortar la respuesta ante emergencias, situando la fiabilidad de la red como requisito previo para integrar más generación renovable.

En Bután, donde casi toda la electricidad procede de hidroeléctricas vulnerables a sequías, el Climate-Resilient Energy and Water Sector Project destina fondos a la primera planta solar a escala de red del país, con 17,38 MWp de potencia instalada. Al diversificar la matriz, el Ministerio de Energía busca amortiguar los efectos de la variabilidad hidrológica y ganar autonomía frente a importaciones estacionales. Dentro del proyecto se incluye formación específica para estudiantes de ciencias, matemáticas y tecnología (con atención especial a mujeres) y un módulo de integración de renovables en la red nacional.

Estas iniciativas ilustran cómo la resiliencia deja de ser un costo adicional y se convierte en la llave que permite a los proyectos energéticos cumplir su promesa social y climática.

Acceso y equidad: la cara social de la resiliencia

La distancia entre la transición energética y la vida cotidiana se mide hoy en geografía. El 85% de la población mundial que aún carece de electricidad vive en África subsahariana; en 2023 esa región añadió 35 millones de nuevos puntos de suministro, pero el incremento demográfico redujo la mejora neta a solo cinco millones.

La brecha de fiabilidad acompaña a la de cobertura. La mayoría de los cortes crónicos se concentran en países con menos de 500 kWh de consumo anual per cápita, un umbral que impide la mecanización agrícola o el funcionamiento estable de escuelas y centros de salud.

Sin redes preparadas para temperaturas extremas o lluvias torrenciales, cada fenómeno meteorológico se convierte en una barrera más para el desarrollo humano básico, desde la refrigeración de vacunas hasta la conservación de alimentos.

La buena noticia es que las soluciones descentralizadas ya están mostrando su potencia de transformación: los sistemas solares autónomos y las minirredes son cada vez más abundantes en todo el planeta. Estas tecnologías no solo se despliegan con más rapidez que la extensión de la red principal, sino que han demostrado ser más resistentes a choques macroeconómicos y climáticos.

Afortunadamente, el potencial de expansión es amplio. Un modelo de la Plataforma Global de Electrificación calcula que, entre 2025 y 2030, el 41% de los 956 millones de nuevos usuarios previstos podría recibir electricidad mediante sistemas fotovoltaicos autónomos y un 4 % adicional mediante minirredes.

El reto de conectar la última milla, por tanto, no es solo técnico: es una cuestión de orientar el flujo financiero hacia las soluciones que ya han probado su eficacia. Convertir financiación, acceso y resiliencia en un único plan coordinado es la clave que falta para que la transición energética deje de ser una promesa macro y se traduzca en luz fiable y limpia para todos.